请务必阅读最后一页的免责条款1常规水电稀缺资源价值凸显，水光互补成为新的增长驱动力核心观点❖水电具有明显债券属性兼具成长性。水电业务模式清晰，盈利能力稳定，在收入端，水电属于优先发电范畴，优先发电计划内发电保量保价，优先发电计划外发电有电量保障；在成本端，在水电投运后，运营成本主要来自固定资产的折旧费用、财务费用等，受外部环境影响相对较小，成本相对稳定。此外，水电投运后固定资产折旧带来稳定的现金流，大坝实际运营时间高于折旧期限，随着折旧年限到期后，将进一步释放利润增长空间，同时一般水电具有较高的现金分红比例和股息率，债券属性明显，另一方面我国水电流域梯度整体开发，装机增长带来收益边际贡献增加和价值提升。❖我国常规水电投产高峰在“十一五”“十二五”期间，期间新增装机一般在1亿千瓦左右，“十四五”“十五五”增量均在4000万千瓦左右，不到前者的一半，抽水蓄能电站逐步成为“十四五”“十五五”水电装机增长驱动力，在新增水电装机结构中的占比快速提升，由“十二五”期间的5.9%增长到“十四五”期间的59.2%，同时，相比发达国家，目前我国水电整体开发程度已在较高水平，其中：水电技术开发程度接近60%，经济开发程度超过80%，未来水电开发增量主要集中西南地区，随着水电开发逐步向西部高海拔地区推进，水电逐步成为稀缺资源。❖水光互补、风光水储、风光水火储等方式将成为水电新的业务增长点。多能互补基地建设充分发挥大型水电与光伏互补调节作用，将新能源不稳定出力调节为稳定可靠电力，提高输电通道利用率，“十四五”期间云南地区重点支持金沙江下游、澜沧江中下游、红河流域、金沙江中游、澜沧江金沙江上游风光水储和曲靖风光火储等6个多能互补基地，四川地区以金沙江上下游、雅砻江、大渡河中上游等为重点，规划建设水风光一体化可再生能源综合开发基地，推动风光水协同发展。❖行业风险因素：用电需求不达预期；电价超预期下行；电站核准、建设和投产不达预期；政策变动风险；水电来水不及预期。电力能源深度研究报告2022.7.4市场指数走势（最近1年）行业评级：强于大市重点公司评级：无研究员：刘杰执业编号：S0990521100001电话：0755-83007043E-mail：liujie@ydzq.sgcc.com.cn相关报告➢电力设备行业研究报告：需求与成本共振，风电产业链有望反转➢储能行业深度报告系列之一：六类储能的发展情况及其经济性评估➢电力能源行业报告：海上风电发展趋势及产业链关键环节2目录一、水电：双碳下优质资产，债券属性明显且兼具成长性............................................................................................................3二、水电：常规水电开发高峰已过，稀缺资源价值凸显................................................................................................................4（一）从发展趋势看：抽蓄逐步成为新的增长驱动因素................................................................................................................4（二）从发展潜力看：常规水电开发程度已在较高水平................................................................................................................6三、水电+新能源，拓展新的增长点................................................................................................................................................8四、行业发展成熟稳定，行业壁垒较高，国企央企具有优势........................................................................................................8图表目录图1：部分上市水电现金分红比例（%）.................................................................................................................................3图2：部分上市水电年度股息率（%）....................................................................................................................................3图3：电站注入带来装机容量、每股收益增长情况.................................................................................................................4图4：长江电力2010年-2020年节水增发电量........................................................................................................................4图5：2021年我国电力装机结构（万千瓦）...........................................................................................................................5图6：2021年我国发电量结构（%）.......................................................................................................................................5图7：6000千瓦及以上水电年度新增装机容量（万千瓦）....................................................................................................5图8：我国水电年度新增情况（万千瓦）................................................................................................................................6图9：我国水电年度新增比例（%）........................................................................................................................................6图10：2020年水电投产年限情况............................................................................................................................................7图11：水电区域新增投产情况.................................................................................................................................................7图12：水电技术开发程度国别对比.........................................................................................................................................7图13：水电经济开发程度国别对比.........................................................................................................................................7图14：龙羊峡水电站日典型出力情况......................................................................................................................................8图15：龙羊峡水光互补出力对比情况......................................................................................................................................8图16：我国十三大水电基地的规划分布图..............................................................................................................................9表1：不同国家和区域水电资源量对比....................................................................................................................................6表2：“十四五”相关政策水电规划........................................................................................................................................9表3：我国十三大水电基地情况.............................................................................................................................................103一、水电：双碳下优质资产，债券属性明显且兼具成长性水电具有明显的债券属性且兼具成长性，一方面水电业务模式清晰、盈利能力稳定、现金流充裕，具有较高股息率，另一方面可以享受装机增长带来的成长性。业务模式清晰、收益基本预期。收入端，水电收入主要取决于发电量和电价。在电量上，当前碳达峰碳中和下，可再生能源消纳纳入地方政府考核，同时水电属于优先发电范畴，优先发电计划内发电保量保价，电量具有消纳保障。在价格上，我国水电上网电价形成机制主要包括经营期电价、标杆电价、市场倒推电价、流域统一电价四种。其中，经营期电价反映了不同水电站的成本，适用于我国大多数水电企业上网电价。标杆电价主要适用于在本省上网的水电企业，上网电价按本省的标杆电价执行，比如广西乐滩水电站、南盘江红水河水电站等均采用标杆定价。市场倒推电价主要适用于跨省跨区外送的水电企业。流域统一电价充分考虑了梯级电站相互补偿作用，主要适用于同一条河流的上下游梯级水电站。在消纳受限地区保量保价之外的优先发电量通过市场化方式确定价格，目前乌东德水电站优先发电计划以外电量参与市场化竞价。成本端，在水电站投运后，运营成本主要来自固定资产的折旧费用、财务费用、财政规费等，与煤电受市场电煤价格影响较大不同，水电成本受外部环境影响相对较小，成本相对稳定。现金流充裕，具有较高股息率，债券属性明显。大型水电站工程复杂，建设周期较长，一般在6～10年左右，工程建设期不产生收益，一般分阶段投产，如溪洛渡水电站安装18台单机容量770MW水轮发电机组，总装机容量13860MW，于2005年底正式开工，2013年7月首批机组发电，2014年6月底18台机组全面投产发电；向家坝水电站安装8台单机容量800MW的水轮发电机组，于2006年11月正式开工建设，2012年11月首台机组投产发电，2014年7月全部机组投产发电。在水电投运后，固定资产折旧带来稳定的现金流，由于大坝的实际使用年限一般高于40至60年的折旧期限，同时大坝的折旧期限高于水轮机、发电机等折旧期限，随着折旧年限到期后，将逐步释放利润增长空间，一般水电具有较高的现金分红比例和股息率，如：长江电力2021年-2025年按不低于当年实现净利润的70%进行现金分红，2019年、2020年、2021年年度股息率分别为3.70%、3.65%、3.60%。图1：部分上市水电现金分红比例（%）图2：部分上市水电年度股息率（%）数据来源：wind，英大证券研究所数据来源：能源局，全球能源互联网组织，英大证券研究所0204060801002015201620172018201920202021华能水电桂冠电力川投能源国投电力长江电力02468102015201620172018201920202021华能水电桂冠电力川投能源国投电力长江电力4装机增长带来的边际增量贡献提升。目前我国水电侧重流域整体开发，如澜沧江主要由华能水电主导、金沙江川藏段主要由华电主导等，有利于流域联合调度，提高发电效益。如乌东德、白鹤滩水电站重组，在联合调度方面，两座电站的投产将长江电力“四库联调”跃升至“六库联调”，进一步熨平枯水期及丰水期来水的差异，减少弃水的同时提高整体水能利用率，从而增加下游水电站发电量。目前长江电力“四库联调”节水增发电量在90-100亿千瓦时，鉴于乌东德、白鹤滩新增装机容量58%且在上游，预计规模效应带来的节水增发电量更大。图3：电站注入带来装机容量、每股收益增长情况数据来源：长江电力官网，英大证券研究所图4：长江电力2010年-2020年节水增发电量数据来源：长江电力官网，英大证券研究所二、水电：常规水电开发高峰已过，稀缺资源价值凸显（一）从发展趋势看：抽蓄逐步成为新的增长驱动因素水电是全球公认的清洁、优质、灵活的可再生能源电力，相比风电，水电技术更加成熟，大中型水电工程还具有防洪、减灾、供水、航运等综合利用功能，是经济社会发展最重要的基础设施。截止到2021年底我国水电装机规模3.9亿千瓦，其中常规水电3.5亿千瓦，抽水蓄能3639万千瓦，在我国装机和发电结构中的占比约16%。5图5：2021年我国电力装机结构（万千瓦）图6：2021年我国发电量结构（%）数据来源：能源局，英大证券研究所数据来源：能源局，英大证券研究所我国水电投运主要集中在“十一五”“十二五”期间，开发难度较低大型水电站已相继投运，“十三五”期间水电投运在5000万千瓦左右，仅为“十一五”“十二五”的一半左右，随着乌东德、白鹤滩等大型水电站的投运，以及抽水蓄能的快速发展，与“十三五”相比，预计“十四五”期间水电装机量将有所增长，新增装机超过7000万千瓦，其中常规水电略有下降，抽水蓄能新增装机超过3000万千瓦。图7：6000千瓦及以上水电年度新增装机容量（万千瓦）数据来源：wind，英大证券研究所抽水蓄能逐步成为水电装机增长新的驱动因素。在常规水电方面，受开发难度增加及生态保护影响，常规水电开发保持平稳增长，但增量有所下降，在十二五、十三五、十四五新增装机容量分别为0.97、0.42、0.41亿千瓦；在抽水蓄能方面，风光规模化发展对抽水蓄能等调节型电源需求增加，十四五期间抽水蓄能迎来快速发展期，十二五、十三五、十四五新增装机容量分别为612、844、3051万千瓦，在新增水电装机结构中的占比快速提升，由十二五期间的5.9%增长到十四五期间的59.2%。根据《抽水蓄能产业发展报告2021》，截止到2021年底，我国纳入规划的抽水蓄能站点资源总量约8.14亿千瓦。16%55%2%14%13%水电火电核电风电太阳能发电16%67%5%8%4%水电火电核电风电太阳能发电3653078821,3368261,2051,6692,6262,5271,9271,4451,8393,1122,4421,4931,2749081,1074141,37605001,0001,5002,0002,5003,0003,500200120022003200420052006200720082009201020112012201320142015201620172018201920206图8：我国水电年度新增情况（万千瓦）图9：我国水电年度新增比例（%）数据来源：能源局，英大证券研究所数据来源：能源局，全球能源互联网组织，英大证券研究所（二）从发展潜力看：常规水电开发程度已在较高水平根据水电水利规划设计总院研究，在资源禀赋上，我国水电理论蕴藏量占全球的14.8%，技术可开发量占全球的17.4%，水电资源位列全球第一。开发难易程度方面，中国水电技术可开发量占理论蕴藏量比例为44.3%，高于美国、全球和资源量前十国家的平均水平。表1：不同国家和区域水电资源量对比统计口径理论蕴含量技术可开发量经济可开发量潜力(TWh/a)全球占比潜力(TWh/a)全球占比潜力(TWh/a)全球占比中国618614.8274017.4177018.4美国15783.84723.03763.9加拿大13323.29816.200.0欧洲31367.511957.68528.9资源量前十2212852.8892056.5490150.9装机量前十1886445.0869355.1480840.0发达国家627515.0286018.1126813.2全球41914100.015778100.09624100.0数据来源：水力发电学报（2022年5月），英大证券研究所发达国家水电建设快速发展期在20世纪60-80年代，整体上接近40%的机组运行时间超过40年，北美70%、欧洲60%水电机组运行时间超过40年。当水电机组投运40年-60年，需要对关键设备改造升级实现效益提升，一般提升发电量水平在5-10%。以我国葛洲坝电站为例，目前已投运41年，据长江电力2021年公告，葛洲坝电站将进行增容改造，将19台单机容量12.5万千瓦的机组改造成15万千瓦的机组。改造完成后葛洲坝电站总装机容量为321万千瓦，较原来的273.5万千瓦增加47.5万千瓦。增容改造不涉及土建工程结构改造，发电机组更新利用现有设施，在电站厂房内实施，改造费用小，可显著提升经济效益和社会效益。在对水轮机、发电机等关键设备更新的同时，数字化投资可增加运行灵活性和安全性，并提升环境和社会效益。0500100015002000250030003500常规水电抽水蓄能合计5.9%16.6%42.5%59.2%0%20%40%60%80%100%十二五十三五十四五十五五常规水电抽水蓄能7图10：2020年水电投产年限情况图11：水电区域新增投产情况数据来源：IEA，英大证券研究所数据来源：IEA，英大证券研究所我国水电开发建设相对较晚，大部分投运集中在2005年以来，目前90%的机组投运时间在30年以内，接近80%的机组投运时间在20年以内，35%左右的机组投运时间在10年以内，大部门机组处于青壮年时期，远未到改造升级阶段。但目前我国水电开发程度已在较高水平，其中水电技术开发程度接近60%，经济开发程度超过80%。未来水电开发主要集中在藏东南三江、雅砻江和大渡河等地，大部分地区自然地理环境特殊，区域构造背景复杂，水土生态环境脆弱，移民安置难度增大，当前投产水电项目逐步成为稀缺资源。图12：水电技术开发程度国别对比数据来源：水力发电学报（2022年5月），英大证券研究所图13：水电经济开发程度国别对比数据来源：水力发电学报（2022年5月），英大证券研究所8三、水电+新能源，拓展新的增长点水电+新能源是水电与新能源的优势互补，通过利用大型水电外送通道及水库调节性能，将新能源不稳定出力调节为稳定可靠电力，提高输电通道利用率。以龙羊峡为例，龙羊峡水光互补项目是国际上首个水光互补项目，龙羊峡水光互补并网光伏电站距离龙羊峡水电站约50km，规划容量85万千瓦。一期建设32万千瓦，年平均上网电量为4.82亿kWh，年利用小时1508h，一期工程于2013年12月并网发电。光伏电站以一回330kV线路送入龙羊峡水电站，利用龙羊峡水电站已建的5回送出线回路接入系统。龙羊峡水光互补发电后，水电站出力呈现中间低、两边高趋势，确保光伏发电安全消纳，与互补前出力相比，年发电量增加2.06亿度电，年发电效益增加4.68亿元，龙羊峡水电站送出线路年利用小时可由原来设计的4621小时提高到5019小时。图14：龙羊峡水电站日典型出力情况图15：龙羊峡水光互补出力对比情况数据来源：《可再生能源》2021年第8期，英大证券研究所数据来源：《可再生能源》2021年第8期，英大证券研究所2022年4月，云南省政府发布关于加快光伏发电发展若干政策措施指出，充分发挥大型水电与光伏互补调节作用，重点支持金沙江下游、澜沧江中下游、红河流域、金沙江中游、澜沧江金沙江上游“风光水储”和曲靖“风光火储”等6个多能互补基地，争取3年时间全面开工并基本建成。《四川省“十四五”电力发展规划》指出，以金沙江上下游、雅砻江、大渡河中上游等为重点，规划建设水风光一体化可再生能源综合开发基地。以澜沧江上游西藏段为例，根据水电水利规划设计总院编制的《西藏澜沧江清洁能源基地规划建设分析报告》，清洁能源基地构成水电站共1000万千瓦，光伏电站共1000万千瓦，基地总规模2000万千瓦，上网电量571亿千瓦时。四、行业发展成熟稳定，行业壁垒较高，国企央企具有优势目前我国已形成十三大水电基地，未来常规水电开发重点在云南、四川、西藏等西南地区，主要集中在金沙江、雅砻江、大渡河、澜沧江、雅鲁藏布江等流域水电基地。9图16：我国十三大水电基地的规划分布图数据来源：长江电力官网，英大证券研究所表2：“十四五”相关政策水电规划政策名称水电规划内容国务院《关于印发2030年前碳达峰行动方案的通知》积极推进水电基地建设，推动金沙江上游、澜沧江上游、雅砻江中游、黄河上游等已纳入规划、符合生态保护要求的水电项目开工建设，推进雅鲁藏布江下游水电开发，推动小水电绿色发展。推动西南地区水电与风电、太阳能发电协同互补。统筹水电开发和生态保护，探索建立水能资源开发生态保护补偿机制。“十四五”、“十五五”期间分别新增水电装机容量4000万千瓦左右，西南地区以水电为主的可再生能源体系基本建立。国家发改委、国家能源局《“十四五”现代能源体系规划》推动金沙江上游、雅砻江中游、黄河上游等河段水电项目开工建设。实施雅鲁藏布江下游水电开发等重大工程。实施小水电清理整改，推进绿色改造和现代化提升。推动西南地区水电与风电、太阳能发电协同互补。根据《“十四五”可再生能源发展规划》，积极推进大型水电站优化升级，发挥水电调节潜力。充分发挥水电既有调峰潜力，在保护生态的前提下，进一步提升水电灵活调节能力，支撑风电和光伏发电大规模开发。《云南省国民经济和社会发展第十四个五年规划和二〇三五年远景目标纲要》“十四五”期间，加快金沙江、澜沧江等国家水电基地建设。推进乌东德、白鹤滩、托巴水电站建成投产，旭龙、奔子栏、古水水电站开工建设，深入开展大江干流水电站前期研究工作；积极推进已建水电站扩机项目，充分发挥水资源优势，提高资源利用效率。加强中小水电有序规范管理。统筹协调风能、太阳能等新能源开发利用，以金沙江下游、澜沧江中下游大型水电站基地以及送出线路为依托，建设“风光水储一体化”国家示范基地。10《西藏自治区国民经济和社会发展第十四个五年规划和二〇三五年远景目标纲要》加快雅鲁藏布江中游、金沙江上游水电开发，实现大古、苏洼龙、叶巴滩等水电站投产运营。推动雅鲁藏布江下游、澜沧江上游西藏段、那曲河、玉曲河等流域水电开发。加快推动金沙江上游（藏川段）清洁能源外送通道建设，推进澜沧江上游清洁能源外送通道研究，推进中尼电网联网，完善西藏电网骨干网架，加强与西南电网互联，推进主电网延伸。《四川省“十四五”能源发展规划》《四川省“十四五”电力发展规划》重点推进金沙江、雅砻江、大渡河“三江”水电基地建设，巩固水电为主体的可再生能源体系。建成白鹤滩、苏洼龙、两河口、杨房沟、双江口、硬梁包等水电站，继续推进叶巴滩、拉哇、卡拉等电站建设，开工建设旭龙、岗托、奔子栏、孟底沟、牙根二级、丹巴等水电站。“十四五”期间核准建设规模约1200万千瓦，新增投产水电装机规模2400万千瓦左右。数据来源：政府官网，英大证券研究所整理水电资产具有前期投入大、建设周期长、技术难度高、行政审批复杂等特点，具有较高的行业壁垒，导致行业集中度较高，水电基地主要由央企主导开发。其中金沙江主要集中在上游，由华电集团和国家能源主导开发，2012年金沙江上游“一库十三级”梯级布局及资源规划方案获发改委批复，西绒、晒拉、果通、岗托、岩比、波罗、叶巴滩、拉哇、巴塘、苏洼龙、昌波、旭龙、奔子栏，规划总装机容量1392万千瓦；雅砻江可开发装机容量约3000万千瓦，在我国13大水电基地排名第3，2021年底已投产装机1870万千瓦，在建装机50万千瓦，核准装机342万千瓦，由国投电力、川投能源主导开发；澜沧江由华能水电主导开发，总可开发装机容量约3200万千瓦，目前尚未开发主要集中在上游，澜沧江上游西藏段干流规划有8个梯级，根据规划装机容量合计961.8万千瓦；怒江由华电集团主导开发，目前项目处于前期工作阶段。表3：我国十三大水电基地情况水电基地河流范围代表性水电站规划装机相关上市公司金沙江石鼓-宜宾溪洛渡、向家坝6225长江电力长江上游宜宾-宜昌、清江三峡、葛洲坝、水布垭2884长江电力、湖北能源雅砻江两河口-江口二滩、锦屏2570国投电力、川投能源澜沧江云南省大朝山、景洪2511华能水电、粤电力大渡河下尔呷-铜街子瀑布沟、深溪沟2492国电电力怒江怒江送塔以下至边界2199黄河上游黄河茨哈-青铜峡小峡、大峡、乌金峡2093国投电力南盘江、洪水河黄泥河、天生桥-长洲龙滩、岩滩1430桂冠电力东北黑吉辽云峰、清源1326国电电力11闽浙赣闽浙赣新安江1220闽东电力乌江吴江-洪家渡引子渡、彭水1122黔源电力、大唐发电湘西湘、资、沅、潼水大洑潭、三江口1081韶能股份黄河北托克托-潼关龙门643数据来源：长江电力官网，英大证券研究所整理12风险提示及免责条款股市有风险，投资需谨慎。本报告不构成个人投资建议，也没有考虑到个别客户特殊的投资目标、财务状况或需要。客户应考虑本报告中的任何意见、观点或结论是否符合其特定状况。据此投资，责任自负。本报告中所依据的信息、资料及数据均来源于公开可获得渠道，英大证券研究所力求其准确可靠，但对其准确性及完整性不做任何保证。客户应保持谨慎的态度在核实后使用，并独立作出投资决策。本报告为英大证券有限责任公司所有。未经本公司授权或同意，任何机构、个人不得以任何形式将本报告全部或部分刊载、转载、转发，或向其他人分发。如因此产生问题，由转发者承担相应责任。本公司保留相关责任追究的权利。请客户注意甄别、慎重使用媒体上刊载的本公司的证券研究报告，在充分咨询本公司有关证券分析师、投资顾问或其他服务人员意见后，正确使用公司的研究报告。根据中国证监会下发的《关于核准英大证券有限责任公司资产管理和证券投资咨询业务资格的批复》（证监许可[2009]1189号），英大证券有限责任公司具有证券投资咨询业务资格。行业评级强于大市行业基本面向好，预计未来6个月内，行业指数将跑赢沪深300指数同步大市行业基本面稳定，预计未来6个月内，行业指数将跟随沪深300指数弱于大市行业基本面向淡，预计未来6个月内，行业指数将跑输沪深300指数公司评级买入预计未来6个月内，股价涨幅为15%以上增持预计未来6个月内，股价涨幅为5-15%之间中性预计未来6个月内，股价变动幅度介于±5%之间回避预计未来6个月内，股价跌幅为5%以上